analisis performa pltgu pln sektor keramasan …

TUGAS AKHIR – TM141585

ANALISIS PERFORMA PLTGU PLN SEKTOR

KERAMASAN MENGGUNAKAN SOFTWARE

CYCLE TEMPO

RONY OKI GIRSANG

NRP. 2111 100 178

Dosen Pembimbing

Dr. Ir. Budi Utomo Kukuh Widodo, ME

JURUSAN TEKNIK MESIN

Fakultas Teknologi Industri

Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Surabaya 2016

FINAL PROJECT – TM141585

PERFORMANCE ANALYSIS OF PLN SEKTOR

KERAMASAN COMBINED CYCLE POWER PLANT USING

CYCLE TEMPO SOFTWARE

RONY OKI GIRSANG

2111 100 178

Supervisor

Dr. Ir. Budi Utomo Kukuh Widodo, ME

DEPARTMENT OF MECHANICAL ENGINEERING

Faculty of Industrial Technology

Sepuluh Nopember Institute of Technology

Surabaya 2016


KERAMASAN MENGGUNAKAN SOFTWARE CYCLE

TEMPO

TUGAS AKHIR

Diajukan Untuk Memenuhi Salah Satu Syarat

Memperoleh Gelar Sarjana Teknik

pada

Bidang Studi Konversi Energi

Program Studi S-1 Jurusan Teknik Mesin

Fakultas Teknologi Industri

Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Oleh:

RONY OKI GIRSANG

NRP. 2111 100 178

Disetujui oleh Tim Penguji Tugas Akhir:

i


KERAMASAN MENGGUNAKAN SOFTWARE

CYCLE TEMPO

Nama : Rony Oki Girsang

NRP : 2111100178

Jurusan : Teknik Mesin FTI-ITS

Dosen Pembimbing : Dr. Ir. Budi Utomo Kukuh Widodo,

M.E.

Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU)

merupakan pembangkit listrik gabungan antara siklus tenaga gas

dan siklus tenaga uap dengan menggunakan Heat Recovery Steam

Generator (HRSG) sebagai penghubung kedua siklus tersebut.

Energi listrik PLTGU dihasilkan oleh masing-masing generator

yang diputar oleh turbin gas dan turbin uap. HRSG

memanfaatkan gas buang dari turbin gas yang masih memiliki

suhu tinggi (5000 - 6500C) untuk memanaskan pipa - pipa berisi

air, selanjutnya air yang telah berubah menjadi uap setelah

dipanaskan akan dialirkan untuk memutar turbin uap. Salah satu

PLTGU yang ada di Indonesia dan berada di luar Pulau Jawa

berada di Kota Palembang, Sumatera Selatan. Pembangkit ini

mulai dioperasikan PT. PLN (Persero) pada tahun 2013 dengan

kapasitas terpasang sebesar 2x40 MW. Pembangkit ini terdiri dari

2 buah unit yang identik, dengan komposisi 1 Gas Turbine (GT) -

1 HRSG - 1 Steam Turbine (ST) pada setiap unit. Suatu sistem

pembangkit dikatakan baik ketika memiliki performansi yang

tinggi. Performansi tinggi diartikan dengan energi yang masuk

tidak banyak terbuang untuk menghasilkan suatu daya yang

diinginkan.

Saat beroperasi, pembangkit akan mengalami perubahan

pembebanan berdasarkan kondisi kebutuhan listrik yang akan

dihasilkan dan dialirkan ke konsumen. Kondisi lingkungan di

sekitar pembangkit juga merupakan salah satu fenomena alam

ii

yang tidak bisa dikontrol dan berpengaruh terhadap pembangkit.

Beranjak dari pemikiran dimuka, maka perlu dilakukan analisis

performansi pada PLTGU PLN Sektor Keramasan berdasarkan

pengaruh variasi pembebanan serta kondisi lingkungan pada

pembangkit. Penelitian tentang pengaruh variasi pembebanan

terhadap performa pembangkit dilakukan dengan metode analisis

termodinamika dan pemodelan pada software Cycle tempo.

Penelitian dilakukan berdasarkan heat balance dan data operasi

pada pembebanan 50%, 75%, dan 100%. Pada setiap variasi

pembebanan ditetapkan kondisi ambient temperature dan relative

humidity dengan masing – masing kondisi 21,10C; 78,27%,

27,720C, 74%; 340C, 69%

Hasil yang didapatkan dari penelitian ini adalah performa

pembangkit akan semakin meningkat seiring dengan

meningkatnya tingkat pembebanan pada pembangkit, serta

performa pembangkit akan semakin menurun seiring dengan

meningkatnya ambient temperature. Pada tingkat pembebanan

50%, nilai efisiensi terbaik didapatkan dengan nilai sebesar

37,79% dan nilai terendah 37,01% dengan rata-rata penurunan

efisiensi sebesar 0,06% setiap kenaikan 10C. Pada tingkat

pembebanan 75%, nilai efisiensi terbaik didapatkan dengan nilai

sebesar 42,44% dan nilai terendah 42,15% dengan rata-rata

penurunan efisiensi sebesar 0,02% setiap kenaikan 10C. Pada

tingkat pembebanan 100%, nilai efisiensi terbaik didapatkan

dengan nilai sebesar 43,67% dan nilai terendah 42,89% dengan

rata-rata penurunan efisiensi sebesar 0,06 % setiap kenaikan 10C.

Kata kunci: PLTGU; heat rate; efisiensi; pembebanan;

ambient temperature; Cycle-Tempo.

iii

PERFORMANCE ANALYSIS OF PLN SEKTOR

KERAMASAN COMBINED CYCLE POWER PLANT

USING CYCLE TEMPO SOFTWARE

Name : Rony Oki Girsang

NRP : 2111100178

Department : Mechanical Engineering

Supervisor : Dr. Ir. Budi Utomo Kukuh Widodo, M.E.

A Combined Cycle Power Plant is one of means to

generate electrical energy of better efficiency. Flue gas of Brayton

Cycle at the upper cycle is employed at the heat source of the

Rankine cycle. The plant heat rate is influenced by the amount of

heat supplied in Rankine Cycle. It is hence necessary to analyze the

porformance of combined cycle power plant due to variation of

load. High performance is defined by the incoming energy is not

wasted to produce a desired power. In its actual operation

condition, the plant will undergo changes in loading conditions

based electricity needs to be generated and supplied to consumers.

Moving on from thinking in advance, it is necessary to analyze the

performance of the Combined Cycle Power Plant by the influence

of variations in loading on the plant. The other variables that also

need to be analyzed is the condition of ambient temperature and

relative humidity. These variables changing all the time based on

weather and season. In this study ambient temperature and relative

humidity set as 21,10C, 78,27%; 27,720C, 74%; 340C, 69%

Thermodynamic based analysis on the performance of 40

MW load is run under Cycle Tempo V.5.1. The data is based on the

available heat ballance sheet of 50%, 75%, and 100% load. To add

iv

a more comprehentive approach, a variaton of ambient condition

is also taken into account

The study concludes that performance of the plant

increasing along with increasing the loading rate on the plant. The

result of the simulation also shows that performance of the plant

decreasing along with increasing the ambient temperature input.

In 50% load, the best performance of the plants works on 37,79%

and the worst works on 37,01%, the efficiency decreases 0,06% in

every 0C rises of ambient temperature. In 75% load, the best

performance of the plants works on 42,44% and the worst works

on 42,15%, the efficiency decreases 0,02% in every 0C rises of

ambient temperature. In 100% load, the best performance of the

plants works on 43,67% and the worst works on 42,89%, the

efficiency increases 0,06% in every 0C rises of ambient

temperature

Keywords : combined cycle; heat rate; efficiency; load; ambient

temperature; Cycle Tempo

vii

DAFTAR ISI

ABSTRAK .................................................................................... i

ABSTRACT................................................................................. iii

KATA PENGANTAR ................................................................. iv

DAFTAR ISI................................................................................ iii

DAFTAR GAMBAR..................................................................... v

DAFTAR TABEL.........................................................................vi

BAB I PENDAHULUAN.............................................................. 1

1.1 Latar Belakang............................................................1

1.2 Rumusan Masalah...................................................... 3

1.3 Batasan Masalah........................................................ 4

1.4 Manfaat Penelitian..................................................... 5

BAB II TINJAUAN PUSTAKA.................................................... 7

2.1 Pengertian Umum PLTGU..................................... 7

2.1.1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas ............................. 7

2.1.2 Komponen-Komponen pada Siklus Brayton ......... 9

2.1.3 Pembangkit Listrik Tenaga Uap ........................... 10

2.1.4 Komponen-Komponen pada Siklus Rankine ........ 11

2.1.5 Heat Recovery Steam Generator (HRSG) ............ 14

2.1.6 Komponen-Komponen pada Heat Recovery Steam

Generator........................................................................ 14

2.1.7 Perhitungan Perpindahan Kalor pada Kompoenen

HRSG............................................................................. 16

2.1.8 Siklus Gabungan Turbin Gas-Turbin Uap (Combined

Cycle) ............................................................................. 21

2.1.9 Site Plant PLTGU PLN Sektor Keramasan

2x40MW........................................................................ 22

2.1.10 Perhitungan Heat Rate PLTGU ........................... 22

2.2 Software Cycle Tempo ........................................ 23

2.2.1 Penjelasan Apparatus Perangkat Lunak Cycle

Tempo ............................................................................ 24

2.2.2 Output dari Software Cycle Tempo...................... 26

2.3 Penelitian Terdahulu ............................................ 27

viii

2.3.1 M. Rifqy Zulianda (2015) .................................... 27

2.3.2 Arvind Kumar Tiwari dkk (2013) ........................ 29

BAB III METODOLOGI ............................................................ 31

3.1 Sistematika Laporan ............................................ 31

3.2 Pemodelan dan Simulasi dengan Software Cycle

Tempo ........................................................................... 32

3.3 Pengolahan Data .................................................. 33

3.4 Analisis Termodinamika ....................................... 34

BAB IV ANALISIS DAN PEMBAHASAN .............................. 31

4.1 Data yang Dibutuhkan dalam Simulasi ............... 31

4.1.2 Data Temperatur di dalam HRSG ........................ 31

4.1.3 Data Ambient Temperature dan Relative

Humidity......................................................................... 40

4.2 Proses Pemodelan dan Input Data ....................... 41

4.2.1 Pemodelan Turbin Gas ........................................ 41

4.2.2 Pemodelan Heat Recovery Steam Generator ....... 43

4.2.3 Pemodelan Steam Turbine ................................... 43

4.3 Proses Simulasi dan Validasi ............................... 45

4.3.1 Proses Simulasi .................................................... 45

4.3.2 Proses Validasi .................................................... 45

4.3 Proses Simulasi dengan Variasi Ambient

Temperature................................................................... 46

4.4 Analisis Karakteristik Udara Sebelum Masuk

Kompresor ..................................................................... 50

4.4 Analisis Daya VS Temperatur pada Pembebanan

50% ................................................................................ 56


75% ................................................................................ 58


100% .............................................................................. 60

4.7 Analisis Efisiensi Pembangkit VS Temperatur .... 62

4.8 Analisis Heat Rate Pembangkit VS Temperatur .. 64

BAB V KESIMPULAN............................................................... 67

5.1 Kesimpulan ........................................................... 67

5.2 Saran ..................................................................... 67

ix

DAFTAR PUSTAKA.................................................................. 69

LAMPIRAN.................................................................................70

xii

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Data Input Heat Balance 50% ...................................... 37

Tabel 4.2 Data Input Heat Balance 75% ...................................... 38

Tabel 4.3 Data Input Heat Balance 100% .................................... 39

Tabel 4.4 Data Temperature dan Relative Humidity.................... 41

Tabel 4.5 Data Perbandingan Daya Heat Balance dan Hasil

Simulasi ...................................................................................... 46

Tabel 4.6 Data Mass Flow Udara dan Flue Gas berdasarkan

Temperatur .................................................................................. 48

Tabel 4.7 Karakteristik Udara Masuk Kompresor........................ 52

x

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Proyeksi Kapasitas Pembangkit

Listrik Nasional............................................................................. 1

Gambar 1.2 PLTGU PLN Sektor Keramasan ........................... 3

Gambar 2.1 Siklus Brayton Ideal pada PLTGU......................... 8

Gambar 2.2 Turbin Gas ............................................................. 9

Gambar 2.3 Kompresor dan Turbin Gas ................................... 9

Gambar 2.4 Ruang Bakar ......................................................... 10

Gambar 2.5 Siklus Rankine Ideal............................................. 11

Gambar 2.6 Turbin Uap ........................................................... 12

Gambar 2.7 Kondensor ............................................................ 13

Gambar 2.8 Pompa .................................................................. 13

Gambar 2.9 Dearator ................................................................ 13

Gambar 2.10 Skema Distribusi Aliran Flue Gas di

HRSG ......................................................................................... 16

Gambar 2.11 Aliran Fluida Kerja pada Combined Cycle Power

Plant (PLTGU) ............................................................................ 21

Gambar 2.12 Skema Pembangkit Listrik Tenaga Gas

Uap.............................................................................................. 22

Gambar 2.13 PLTGU 2x40MW.............................................. 22

Gambar 2.14 Kondensor dalam Cycle Tempo ........................ 25

Gambar 2.15 Combustor dalam Cycle Tempo ........................ 25

Gambar 2.16 Turbin pada Cycle Tempo................................. 25

Gambar 2.17 Working Area of Cycle Tempo ......................... 27

Gambar 2.18 Skema PLTGU 500MW pada Software Gatecycle

..................................................................................................... 28

Gambar 2.19 Efisiensi dan Variasi Pembebanan

PLTGU ....................................................................................... 28

Gambar 2.20 Pengaruh Ambient Temperature terhadap

Efisiensi Pembangkit .................................................................. 29

Gambar 3.1 Flowchart Penelitian ......................................... 31

Gambar 4.1 Pemodelan Turbin Gas pada Cycle

Tempo.......................................................................................... 41

xi

Gambar 4.2 Pemodelan HRSG pada Cycle

Tempo.......................................................................................... 43

Gambar 4.3 Pemodelan Turbin Uap pada Cycle

Tempo.......................................................................................... 43

Gambar 4.4 Pemodelan PLTGU pada Cycle

Tempo.......................................................................................... 44

Gambar 4.5 Tampilan Simulasi Konvergen pada Cycle

Tempo.......................................................................................... 45

Gambar 4.6 Input Data Relative Humidity pada Cycle Tempo

..................................................................................................... 48

Gambar 4.7 Input Data Mass Flow dan Temperatur pada Cycle

Tempo ......................................................................................... 49

Gambar 4.8 Input Data Temperatur pada Heat Exchanger

..................................................................................................... 50

Gambar 4.9 Psychrometric Chart ......................................... 50

Gambar 4.10 Grafik Perbandingan Daya VS Temperatur pada

Pembebanan 50% ........................................................................ 56


Pembebanan 75% ........................................................................ 58


Pembebanan 100% ...................................................................... 60

Gambar 4.13 Grafik Perbandingan Efisiensi VS Temperatur

..................................................................................................... 62

Gambar 4.14 Grafik Perbandingan Heat Rate VS Temperatur

..................................................................................................... 64

xiv

DAFTAR LAMPIRAN

Tabel A1.......................................................................................71

Tabel A2 ......................................................................................73

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Dalam kehidupan sehari-hari penggunaan listrik menjadi

kebutuhan utama. Sebagai negara berkembang, konsumsi listrik

di Indonesia mengalami peningkatan setiap tahun seiring dengan

peningkatan pertumbuhan ekonomi nasional. Berdasarkan data

yang dikeluarkan Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi

(BPPT) pada tahun 2014, produksi listrik di Indonesia

diperkirakan mengalami peningkatan sebesar 8,6% per tahun,

dengan produksi listrik nasional mencapai 1.328 TWh pada tahun

2035. Masalah yang dihadapi saat ini adalah masih rendahnya

tingkat elektrifikasi nasional, dimana 24,8% dari total seluruh

penduduk Indonesia belum merasakan manfaat energi listrik

secara langsung. Hal ini terjadi dikarenakan beberapa daerah

terpencil di Indonesia belum terinstalasi sambungan listrik. Hal

ini terjadi dikarenakan beberapa daerah terpencil di Indonesia

belum terinstalasi sambungan listrik.

Dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional,

penyediaan tenaga listrik Indonesia dilakukan oleh PT-PLN

(Persero) dan pihak swasta. Berdasarkan data yang dikeluarkan

oleh BPPT, sepanjang tahun 2012 hingga 2035, pembangkit

listrik yang menggunakan bahan bakar gas mempunyai pangsa

Gambar 1.1 Proyeksi Kapasitas Pembangkit Listrik Nasional

2

kedua terbanyak setelah bahan bakar batu bara. Pembangkit

berbahan bakar gas, baik PLTG maupun PLTGU, akan

memerlukan tambahan kapasitas total relatif sebesar 21 GW

hingga tahun 2035. Gambaran umum produksi listrik nasional

berdasarkan jenis pembangkit ditunjukkan pada gambar 1.1.

Dalam gambar 1.1, produksi listrik nasional berdasarakan

pembangkit dibagi menjadi skenario dasar (BAU) dan skenario

tinggi (HIGH). Dasar perbedaan dari kedua skenario tersebut

adalah berdasarkan batas atas dan batas bawah prediksi

perekonomian hingga tahun 2035. Pembangkit Listrik Tenaga

Gas Uap (PLTGU) merupakan pembangkit listrik gabungan

antara siklus tenaga gas dan siklus tenaga uap dengan

menggunakan Heat Recovery Steam Generator (HRSG) sebagai

penghubung kedua siklus tersebut. Energi listrik PLTGU

dihasilkan oleh masing-masing generator yang diputar oleh turbin

gas dan turbin uap. HRSG memanfaatkan gas buang dari turbin

gas yang masih memiliki suhu tinggi (5000 - 6500C) untuk

memanaskan pipa - pipa berisi air, selanjutnya air yang telah

berubah menjadi uap setelah dipanaskan akan dialirkan untuk

memutar turbin uap. Salah satu PLTGU yang ada di Indonesia

dan berada di luar Pulau Jawa berada di Kota Palembang,

Sumatera Selatan. Pembangkit ini mulai dioperasikan PT. PLN

(Persero) pada tahun 2013 dengan kapasitas terpasang sebesar

2x40 MW. Pembangkit ini terdiri dari 2 buah unit yang identik,

dengan kombinasi 1 Gas Turbine (GT) - 1 HRSG - 1 Steam

Turbine (ST) pada setiap unit. Gambaran umum dari PLTGU

PLN Sektor Keramasan ditunjukkan pada gambar 1.2.

Suatu sistem pembangkit dikatakan baik ketika memiliki

performansi yang tinggi. Performansi tinggi diartikan dengan

energi yang masuk tidak banyak terbuang untuk menghasilkan

suatu daya yang diinginkan. Dalam kondisi saat beroperasi,

pembangkit akan mengalami perubahan pembebanan berdasarkan

kondisi kebutuhan listrik yang akan dihasilkan dan dialirkan ke

konsumen. Dalam kondisi beroperasi, kondisi lingkungan yang

3

Gambar 1.2 PLTGU PLN Sektor Keramasan

meliputi nilai temperatur serta tingkat kelembapan akan menjadi

fenomena alam yang tidak bisa diatur namun memiliki pengruh

yang besar terhadap kondisi operasional pembangkit. Beranjak

dari pemikiran dimuka, maka perlu dilakukan analisis

performansi pada PLTGU PLN Sektor Keramasan berdasarkan

pengaruh variasi pembebanan pada pembangkit serta pengaruh

variasi kondisi lingkungan meliputi nilai temperatur maupun

tingkat kelembapan.

1.2 Rumusan Masalah

Rumusan masalah yang dibahas pada Tugas Akhir ini yaitu:

1. Bagaimana membuat pemodelan sistem pembangkit

dengan menggunakan software Cycle Tempo.

2. Bagaimana pengaruh variasi pembebanan terhadap

performa sistem pembangkit.

3. Bagaimana pengaruh variasi ambient temperature dan

relative humidity terhadap performa sistem pembangkit.

4

1.3 Batasan Masalah

Batasan masalah dan asumsi yang ada dalam penelitian ini

yaitu:

1. Analisis berdasarkan heat balance dan data operasi

PLTGU PLN Sektor Keramasan Palembang

2. Kondisi operasi adalah tunak (steady state)

3. Rugi-rugi panas pada instalasi pipa tidak diperhitungkan.

4. Tidak terdapat penurunan tekanan di sepanjang instalasi

pipa pada pembangkit

5. Perubahan energi kinetik dan potensial diabaikan.

6. Masing - masing fluida kerja yang digunakan pada steam

turbine dan gas turbine adalah adalah air dan udara.

7. Simulasi dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak

Cycle Tempo dengan variasi pembebanan 50%, 75%, dan

100%.

8. Simulasi dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak

Cycle Tempo dengan variasi ambient temperature dan

relative humudity masing masing sebesar 21,10C dan

78,27%; 27,720C dan 74%; 340C dan 69%.

1.4 Tujuan Penelitian

Berdasarkan latar belakang dan rumusan masalah diatas

maka tujuan penelitian ini adalah:

1. Membuat pemodelan dan simulasi sistem pembangkit

menggunakan software Cycle Tempo

2. Mengetahui pengaruh variasi pembebanan terhadap

performa sistem pembangkit

3. Mengetahui pengaruh variasi ambient temperature dan

relative humidity terhadap performa sistem pembangkit

5

1.5 Manfaat Penelitian

Manfaat yang dapat diambil dari variasi beban pada turbin

uap adalah sebagai berikut:

1. Dapat menjabarkan pengaruh variasi pembebanan

terhadap performa sistem pembangkit dengan

menggunakan software Cycle Tempo.

2. Dapat menjabarkan pengaruh variasi ambient temperature

dan relative humidity terhadap performa sistem

pembangkit dengan menggunakan software Cycle Tempo.

3. Sebagai referensi tambahan untuk penelitian lebih lanjut

tentang pengaruh perubahan pembebanan, temperatur,

serta kelembapan terhadap performa PLTG

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

7

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Pengertian Umum PLTGU

2.1.1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas (Siklus Brayton)

Pembangkit listrik tenaga gas adalah jenis pembangkit listrik

yang menggunakan gas bertekanan dan temperatur tinggi untuk

memutar sudu-sudu turbin yang terhubung dengan generator

sehingga dapat menghasilkan listrik. Udara dan bahan bakar

bereaksi menjadi gas, kemudian menghasilkan energi mekanik,

dan selanjutnya menghasilkan energi listrik. Bahan bakar yang

digunakan pada sistem turbin gas pada umumnya adalah solar dan

gas alam (LNG) liquid natural gas. Proses pembakaran yang baik

di ruang bakar memerlukan 3 (tiga) komponen utama, yaitu udara

pembakaran, bahan bakar, panas.

Udara pembakaran didapat dari kompresor yang terletak satu

poros dengan turbin. Bahan bakar dimasukan ke dalam ruang

bakar. Gas hasil pembakaran antara campuran udara dan bahan

bakar diekspansi untuk menggerakkan sudu-sudu turbin. Dari

Gambar 2.1 dapat dilihat bahwa terdapat 4 proses prinsip kerja

Siklus Brayton ideal, yaitu :

Proses 1-2 : kompresi isentropik, udara atmosfer masuk ke

dalam sistem turbin gas melalui sisi inlet kompresor. Udara

dikompresi sampai tekanan tertentu diikuti dengan volume

udara yang semakin menurun. Proses ini tidak diikuti dengan

perubahan entropi, sehingga disebut proses isentropik,

ditunjukan dengan angka 1-2 pada Gambar 2.1

8

Gambar 2.1 Siklus Brayton Ideal pada PLTGU

Proses 2-3 : pembakaran isobarik, udara dikompresi masuk

ke ruang bakar, dan bahan bakar diinjeksi ke dalam ruang

bakar. Proses tersebut menghasilkan gas hasil pembakaran

bersuhu tinggi. Selama proses tidak terjadi kenaikan tekanan

karena gas hasil proses pembakaran langsung berekspansi ke

sisi inlet turbin. Proses ini ditunjukkan dengan angka 2-3

pada Gambar 2.1.

Proses 3-4 : ekspansi isentropik, gas bersuhu tinggi

berekspansi melewati turbin. Sudu-sudu turbin yang

merupakan nozzle-nozzle kecil berfungsi untuk

mengkonversikan energi termal menjadi energi kinetik.

Energi tersebut digunakan turbin untuk memutar kompresor

dan memutar generator untuk menghasilkan daya listrik.

Proses ini ditunjukkan dengan angka 3-4 pada Gambar 2.1.

Proses 4-1 : pelepasan kalor, adalah pembuangan udara/gas

kembali ke atmosfer. Pada siklus Brayton ideal tertutup,

udara yang keluar dari sisi outlet turbin masih menyisakan

sejumlah energi panas. Udara yang diekspansikan turbin

disirkulasikan kembali dengan melewati heat exchanger,

untuk kemudian kembali ke keadaan semula. Proses ini

ditunjukkan pada angka 4-1 pada Gambar 2.1.

9

2.1.2 Komponen-komponen pada siklus Brayton

1. Turbin Gas

Gambar 2.2 Turbin Gas

Turbin gas adalah komponen pada pembangkit yang

menggunakan gas sebagai fluida kerja. Di dalam turbin gas energi

kinetik dikonversikan menjadi energi mekanik berupa putaran

yang menggerakkan turbin sehingga menghasilkan daya. Bagian

turbin yang berputar disebut rotor atau roda turbin, dan bagian

turbin yang diam disebut stator atau rumah turbin. Rotor memutar

poros daya yang terhubung dengan generator listrik dan

kompresor. Komponen turbin gas ditunjukkan pada Gambar 2.2

2. Kompresor

Kompresor digerakkan secara langsung oleh turbin gas

melalui poros kompresor udara yang mampu menghisap dan

mengkompresikan udara sehingga mencapai 12 sampai 16 atm.

Gambar 2.3 Kompresor dan Gas Turbin

10

Alat ini berfungsi untuk menekan udara ke dalam ruang bakar

untuk selanjutnya bercampur dengan bahan bakar (fuel).

Komponen kompresor ditunjukkan pada Gambar 2.3

3. Ruang Bakar

Ruang bakar merupakan tempat terjadinya proses reaksi

antara bahan bakar dan udara. Proses ini menghasilkan gas panas

dengan temperatur yang sangat tinggi dan keluar melalui nozzle

yang mengarah ke sudu-sudu turbin dan selanjutnya akan

menggerakkan sudu-sudu tersebut.

Gambar 2.4 Ruang Bakar

2.1.3 Pembangkit Listrik Tenaga Uap (Siklus Rankine)

Siklus Rankine merupakan siklus yang menggunakan uap

sebagai fluida kerja sebagaimana digunakan pada sebuah PLTU.

Proses pemanasan dan pendinginan fluida kerja pada siklus ini

terjadi pada tekanan yang tetap. Komponen-komponen utama

yang bekerja pada siklus Rankine dapat dilihat seperti Gambar

2.5. Terdapat 4 proses prinsip kerja Siklus Rankine ideal, setiap

siklus mengubah keadaan fluida yaitu :

11

Proses 1–2 : Ekspansi isentropik dari fluida kerja melalui

turbin dari uap jenuh pada kondisi 1 hingga mencapai

tekanan kondensor

Proses 2-3 : Perpindahan kalor dari fluida kerja ketika

mengalir pada tekanan konstan melalui kondensor dengan

cairan jenuh pada kondisi 3

Proses 3-4 : Kompresi isentropik dalam pompa menuju ke

kondisi 4 dalam daerah cairan hasil kompresi.

Proses 4–1 : Perpindahan kalor ke fluida kerja ketika

mengalir pada tekanan konstan melalui boiler untuk

menyelesaikan siklus

Gambar 2.5 Siklus Rankine Ideal

2.1.4 Komponen-komponen pada siklus Rankine

1. Turbin Uap

Turbin uap adalah komponen yang mengekspansi uap air

yang bertekanan tinggi menjadi kerja. Cara kerja pada turbin uap

yaitu mengekspansi uap panas lanjut yang diterima dari boiler.

Proses ekspansi uap panas lanjut terjadi secara isentropik. Setelah

diekspansikan oleh turbin, tekanan dan temperatur uap akan

mengalami penurunan karena energi digunakan untuk

12

menggerakkan sudu-sudu turbin. Komponen turbin uap

ditunjukkan pada Gambar 2.6

Gambar 2.6 Turbin Uap

2. Kondensor

Kondensor adalah komponen untuk mengubah uap menjadi

fase cair jenuh dengan proses kondensasi. Kondensor yang

digunakan adalah jenis shell and tube. Uap hasil ekstraksi dari

turbin uap dikondensasi oleh air pendingin. Pada kondensor, air

pendingin yang berasal dari menara pendingin mengalir di dalam

sisi tube dan uap mengalir pada sisi shell. Komponen kondenser


3. Pompa Pompa merupakan peralatan yang digunakan untuk

mengalirkan cairan dari suatu tempat yang bertekanan rendah ke

tempat yang bertekanan yang lebih tinggi. Pada pembangkit

listrik tenaga uap pompa terdiri dari beragam jenis dan fungsi,

salah satunya adalah boiler feed pump. Boiler feed pump memiliki

fungsi untuk mengalirkan air selama proses pemanasan air di

dalam boiler. Air tersebut merupakan hasil kondensasi uap dari

kondensor. Komponen pompa ditunjukkan pada Gambar 2.8

13

Gambar 2.7 Kondensor

Gambar 2.8 Pompa

Gambar 2.9 Dearator

14

4. Dearator

Dearator merupakan peralatan yang digunakan untuk

melakukan proses daerasi. Daerasi adalah proses pembuangan

pencemar gas dari dalam dalam fluida kerja (air) seperti oksigen

(O2), karbondioksida (CO2), dan asam sulfida (H2S). Gas-gas

tersebut dapat menyebabkan korosi pada saluran dan komponen-

komponen yang dilalui air kondensat. Daerator juga berfungsi

sebagai pemanas air sebelum masuk ke dalam boiler. Dearator


2.1.5 Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

Heat Recovery Steam Generator (HRSG) adalah ketel uap

atau boiler yang memanfaatkan energi panas sisa gas buang

turbin gas, untuk memanaskan air dan mengubahnya menjadi uap

panas lanjut. Uap tersebut digunakan untuk menggerakkan turbin

uap. Berdasarkan sumber panasnya, HRSG dibagi menjadi dua

jenis yaitu HRSG fired dan HRSG unfired. HRSG unfired

merupakan HRSG yang mendapatkan panas dari gas buang turbin

gas, sedangkan HRSG fired merupakan HRSG yang memiiki

peralatan pembakaran (burner) sehingga sumber panasnya tidak

diperoleh dari turbin gas. Proses pemanasan air untuk menjadi

uap di HRSG hampir sama dengan proses pemanasan air di

boiler. Gas buang dari turbin gas yang memiliki temperatur tinggi

(sekitar 580 °C) dialirkan masuk ke HRSG untuk memanaskan air

di dalam pipa-pipa pemanas, kemudian gas buang dialirkan ke

atmosfer melalui cerobong (stack).

2.1.6 Komponen-komponen utama Heat Recovery Steam

Generator (HRSG)

Dari Gambar 2.10 dapat diketahui peralatan utama yang

digunakan pada HRSG adalah sebagai berikut : HP Super Heater,

HP Evaporator, HP Economiser, LP Super Heater, LP

Evaporator, Condensate Preheater, LP Drum, dan HP Drum.

15

1. HP Superheater

Superheater berfungsi untuk memanaskan uap jenuh yang

keluar dari HP Drum dengan gas buang PLTG. Pada PLTGU

PLN Sektor Keramasan, Super Heater yang digunakan

mempunyai 2 tingkat yaitu :

- Tingkat pertama merupakan Primary Super Heater

- Tingkat kedua merupakan Secondary Super Heater

2. HP Evaporator HP Evaporator berfungsi mengubah fluida kerja air menjadi

uap yang ditampung di dalam HP Drum. Fluida kerja yang

sepenuhnya telah menjadi uap dialirkan menuju ke komponen

Superheater

3. HP Economizer Economizer terdiri dari beberapa pipa lengkung horizontal.

Air masuk economizer melalui inlet header dan mengalir melalui

pipa-pipa economizer. Economizer berfungsi sebagai pemanas

awal fluida kerja yang masih berada dalam fase cair setelah keluar

dari deaerator. Pada PLTGU PLN Sektor Keramasan,

economizer yang digunakan mempunyai 2 tingkat yaitu :

- Tingkat pertama merupakan Primary Economizer

- Tingkat kedua merupakan Secondary Economizer

4. LP Superheater

LP Superheater berfungsi untuk menaikkan temperatur uap

jenuh yang keluar dari LP Drum dengan gas buang PLTG untuk

selanjutnya akan langsung dialirkan ke LP Steam Turbine

5. LP Evaporator

LP Evaporator berfungsi sebagai peralatan penguap yang

mengubah air dalam LP drum menjadi uap, yang kemudian

ditampung kembali pada LP drum untuk dialirkan ke LP

superheater dan sebagian ke deaerator.

16

6. Condensate Preheater

Condensate Preheater berfungsi sebagai pemanas awal air

sebelum diuapkan pada evaporator dengan memanfaatkan gas

buang yang akan dibuang melalui cerobong (stack).

2.1.7 Perhitungan Perpindahan Kalor pada komponen di

HRSG

Gambar 2.10 Skema Distribusi Aliran Flue Gas di HRSG

Profil temperatur gas buang dan uap/air tiap bagian pada

double pressure HRSG dapat ditunjukkan pada Gambar 2.10

Kesetimbangan energi pada HP #1 superheater dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T1 –T2) = ṁv.Cp.(Ta–Tb)........................ (2.1)

dengan :

ṁv = mass flowrate fluida kerja (kg/s)

Cp = kalor spesifik fluida kerja (kJ/kg.K)

Tb = temperatur fluida masuk superheater (0C)

17

Ta = temperatur fluida keluar superheater (0C)

ṁg = mass flowrate gas buang gas turbine (kg/s)

T1 = temperatur gas buang keluar superheater (0C)

T2 = temperarut gas buang masuk superheater (0C)


ṁg.Cp.(T2-T3) = ṁv.Cp.(Tc –Td)..................................... (2.2)

dengan :



Td = temperatur fluida masuk superheater (0C)

Tc = temperatur fluida keluar superheater (0C)




Kesetimbangan energi pada HP evaporator dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T3-T4) = ṁg.Cp.(Te-Tf).................................... (2.3)

dengan :


18


Tf = temperatur fluida masuk evaporator (0C)

Te = temperatur fluida keluar evaporator (0C)


T4 = temperatur gas buang keluar evaporator (0C)

T3 = temperarut gas buang masuk evaporator (0C)

Kesetimbangan energi pada HP #2 economizer dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T4-T5) = ṁv.Cp.(Tg–Th).......................... (2.4)

dengan :


Cp = Kalor spesifik fluida kerja (kJ/kg.K)

Th = temperatur fluida masuk economizer (0C)

Tg = temperatur fluida keluar economizer / masuk

evaporator (0C)


T5 = temperatur gas buang keluar economizer (0C)

T4 = temperarut gas buang masuk economizer / keluar

evaporator (0C)

Kesetimbangan energi pada LP superheater dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T5 –T6) = ṁv.Cp.(Ti–Tj)................................. (2.5)

19

dengan :



Tj = temperatur fluida masuk superheater (0C)

Ti = temperatur fluida keluar superheater (0C)





ṁg.Cp.(T6-T7) = ṁv.Cp.(Tk–Tl).................................. (2.6)

dengan :



Tl = temperatur fluida masuk economizer (0C)

Tk = temperatur fluida keluar economizer / masuk

evaporator (0C)




evaporator (0C)

20

Kesetimbangan energi pada LP evaporator dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T7-T8) = ṁv.Cp.(Tm-Tn)........................ (2.7)

dengan :



Tm = temperatur fluida masuk evaporator (0C)

Tn = temperatur fluida keluar evaporator (0C)




Kesetimbangan energi pada condensate pre heater dapat

dituliskan:

ṁg.Cp.(T8 –T9) = ṁv.Cp.(To–Tp)........................ (2.8)

dengan :



Tp = temperatur fluida masuk superheater (0C)

To = temperatur fluida keluar superheater (0C)



21


2.1.8 Siklus Gabungan Turbin Gas-Turbin Uap (Combined

Cycle)

Dalam upaya meningkatkan efisiensi termal, siklus PLTG

digabung dengan siklus PLTU sehingga terbentuk siklus

gabungan yang disebut “Combined Cycle” atau Pembangkit

Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU). Siklus PLTG menerapkan

siklus Brayton, sedangkan siklus PLTU menerapkan siklus

Rankine Penggabungan siklus turbin gas dengan siklus turbin uap

dilakukan melalui peralatan pemindah panas berupa “Heat

Recovery Steam Generator” (HRSG). Siklus kombinasi ini dapat

meningkatkan efisiensi termal dan mengurangi pencemaran

udara. Gambaran umum dari siklus kombinasi terdapat pada

Gambar 2.11 dan 2.12

Gambar 2.11 Aliran Fluida Kerja pada Combined Cycle Power

Plant (PLTGU)

http://rakhman.net/2013/03/heat-recovery-steam-generator-hrsg.html

http://rakhman.net/2013/03/heat-recovery-steam-generator-hrsg.html

22

Gambar 2.12 Skema Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap

2.1.9 Site Plant PLTGU PLN Sektor Keramasan 2x40 MW

Gambar 2.13 PLTGU 2x40 MW PLN Sektor Keramasan

Site plant terletak di Jalan Abikusno Cokrosuyoso nomor

24, Kota Palembang, Sumatera Selatan. PLN Sektor Keramasan

memiliki 2 unit PLTGU yang identik dengan masing masing unit

terdiri dari 1 turbin gas (PLTG), 1 HRSG, dan 1 turbin uap

(PLTU) dengan total gross output sebesar 80,44 MW.

23

2.1.10 Perhitungan Heat Rate PLTGU

Heat Rate merupakan salah satu parameter dalam

menganalisis performa dari sistem pada PLTGU, menunjukkan

seberapa banyak energi yang dibutuhkan untuk ke ruang bakar

(combustor) untuk dikonversi menjadi keluaran kerja. Nilai gross

rate sistem pembangkit dapat diketahui melalui persamaan

berikut:

........... ...................... (2.9)

dengan :

ṁ fuel = mass flow rate bahan bakar (kg/h)

LHV = nilai kalor bawah bahan bakar (kj/kg)

Ẇgross = daya yang dihasilkan pembangkit sebelum dikurangi

pemakaian sendiri (kW)

2.2 Software Cycle Tempo

Cycle Tempo merupakan software yang dapat digunakan

untuk mendesain dan menganalisis unjuk kerja suatu sistem

pembangkit. Dalam proses perhitungan dan simulasi, Software

Cycle Tempo menggunakan asas termodinamika, perpindahan

panas, dan mekanika fluida. Pada penelitian kali ini, Software

Cycle Tempo yang digunakan adalah versi release 5. Software

cycle-tempo dikembangkan untuk menghitung laju aliran massa,

variable termodinamika, kesetimbangan kimia, dan komposisi

dari laju aliran campuran dari suatu proses atau kombinasi

sebagai berikut :

Steam turbine power plants

Gas turbines

Combined cycle plants

Combustion and gasification systems

Heat transfer systems

24

Fuel cell systems (with low temperature as well as high

temperature fuel cells)

Organic Rankine cycle (ORC) power plants

Refrigeration systems (compression and absorption)

Heat pumps.

2.2.1 Penjelasan Apparatus Perangkat Lunak Cycle-Tempo

Perangkat lunak cycle-tempo mmempunyai beberapa

peralatan/apparatus dalam pembuatan diagram alir. Dalam

penelitian ini digunakan beberapa apparatus yang perlu

penjelasan secara khusus diantaranya :

1. Turbin

Pada cycle-tempo terdapat 2 jenis turbin yang berbeda,

yaitu turbin dengan small symbol dan large symbol.

Perbedaannya terdapat pada jumlah ekstraksi yang ada.

Pada turbin terdapat maksimum 8 ceratan untuk inlet

dan outlet. Apabila lebih dari jumlah tersebut dapat

digunakan lebih dari 1 turbin.

2. Condenser

Pada software cycle tempo, condenser memiliki dua

kondisi pengaturan berdasarkan Energy EQuation

CODe (EEQCOD) :

EEQCOD = 1: Energy equation dari apparatus

digunakan untuk menghitung laju aliran massa


digunakan untuk menghitung enthalpy dari inlet atau

outlet condenser.

3. Combustor

Pada software cycle tempo, combustor memiliki dua

kondisi pengaturan berdasarkan Energy EQuation

CODe (EEQCOD) :

25


digunakan untuk menghitung laju aliran massa


digunakan untuk menghitung nilai temperatur gas hasil

pembakaran yang keluar dari ruang bakar.

Gambar 2.14 Kondensor dalam Cycle Tempo

Gambar 2.15 Combustor dalam Cycle Tempo

26

Gambar 2.16 Turbin pada Cycle Tempo

2.2.2 Output dari Software Cycle Tempo

Setelah data input dimasukkan dalam setiap apparatus dan

dilakukan proses “run”, maka software cycle tempo akan

mengelurkan beberapa data output hasil dari simulasi sistem yang

telah disusun. Beberapa data oputput yang dapat digunakan dalam

penelitian ini adalah :

1. Efisiensi Sistem

Efisiensi sistem yang didapatkan meliputi :

input energy

energy consumption

power production

2. Data for all pipes

Meliputi data-data yang terdapat dalam setiap pipa

penyusun pemodelan sistem, meliputi :

Mass flow

Volume flow

Pressure

Temperature

Enthalpy

Entropy

27

Gambar 2.17 Working Area of Cycle Tempo 5.0

2.3 Penelitian Terdahulu

Pada sub bab ini akan dibahas penelitian-penelitiant

terdahulu yang aka dijadikan pertimbangan dalam analisa PLTGU

PLN Sektor Keramasan :

2.3.1 M. Rifky Zulianda (2015)

Salah satu penelitian terdahulu yang menjadi pertimbangan

dalam menganalisa PLTGU Sektor Keramasan adalah penelitian

yang dilakukan M. Rifky Zulianda (2015), berjudul “Simulasi

Combined Cycle Power Plant 500 MW dengan Mode Konfigurasi

Operasi 2-2-1 sebagai Peak Load dan Base Load dengan

Menggunakan Software Gatecycle” . Penelitian ini menganalisis

pengaruh variasi pembebanan dan konfigurasi susunan

pembangkit terhadap performa PLTGU. Variasi dilakukan pada

kondisi pembebanan 50%, 60%, 70%, 85%, dan 100%.

Perhitungan performa pembangkit dilakukan berdasarkan analisis

terhadap nilai efisiensi dan heat rate. Penelitian ini menyimpulkan

nilai efisiensi dari pembangkit akan meningkat seiring dengan

meningkatnya tingkat pembebanan. Efisiensi tertinggi

pembangkit terjadi pada saat pembebanan 100%, dan efisiensi

pembangkit terendah terjadi pada saat pembebanan 50 %.

28

Gambar 2.18 Skema PLTGU 500 MW pada Software Gatecycle

Gambar 2.19 Efisiensi dan Variasi Pembebanan PLTGU

29

2.3.2 Arvind Kumar Tiwari dkk (2013)

Penelitian terdahulu yang juga digunakan sebagai

referensi adalah penelitian yang dilakukan oleh Arvind

Kumar Tiwari, Mohd Muzzaffarul hasan dan Mohd. Islam

(2013) yang berjudul “Effect of Ambient Temperature on the

Performance of a Combined Cycle Power Plant”. Penelitian

ini menganalisa pengaruh dari perubahan ambient

temperature terhadap performa pembangkit listrik tenaga gas

uap NTPC (National Thermal Power Corporation)

berkapasitas 817MW berlokasi di Dadri, India. Dalam

penelitian ini, digunakan analisis termodinamika dalam

perhitungan setiap komponen PLTG dan PLTU. Secara garis

besar penulis menggunakan dua model pendekatan untuk

menghitung performa dari siklus kombinasi yakni melalui

pendekatan yakni pendekatan kesetimbangan massa dan

energi serta pendekatan perubahan entropi. Penelitian ini

menyimpulkan terdapat penurunan efisiensi sebesar 0,04%

pada setiap kenaikan 10C ambient temperature, serta terdapat

penurunana efisiensi dari gas turbin sebesar 0,03%-0,07%

pada setiap kenaikan 10C ambient temperature.

Gambar 2.20 Pengaruh Ambient Temperature terhadap Efisiensi

Pembangkit

30

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

31

BAB III

METODOLOGI

3.1 Sistematika Penelitian

Sistematika penelitian digunakan untuk mengetahui

gambaran umum tentang proses penelitian yang akan dilakukan.

Gambaran umum untuk sistematika penelitian ditunjukkan pada

Gambar 3.1

Mencari data input semua

komponen yang dibutuhkan dari

sistem pembangkit pembangkit

Pemodelan sistem pembangkit

dengan software cycle tempo

pada setiap kondisi pembebanan

Studi literatur

START

Validasi pemodelan sistem

pembangkit pada setiap

kondisi pembebanan

A

32

Gambar 3.1 Flowchart Penelitian

Daya, Heat Rate, dan Efisiensi

berdasarkan pemodelan

software cycle tempo pada

setiap kondisi pembebanan,

ambient temperature, dan

relative humidity

Kesimpulan

A

END

Pemodelan sistem pembangkit

dengan kondisi ambient

temperature dan relative

humidity pada setiap kondisi

pembebanan

33

3.2 Pemodelan dan Simulasi dengan Software Cycle Tempo

Langkah-langkah dalam pemodelan dan simulasi adalah

sebagai berikut.

1. Membuat model PLTGU PLN Sektor Keramasan

sesuai dengan data heat balance pada

pembebanan 50%.

2. Memasukkan nilai input yang dibutuhkan ke

dalam masing-masing komponen. Kemudian

menjalankan program Cycle Tempo, jika terjadi

error, error yang terjadi diperbaiki sesuai

dengan error list yang diinfokan oleh Cycle

Tempo.

3. Jika success, selanjutnya dilakukan validasi

dengan cara membandingkan daya gross yang

dihasilkan pada software cycle tempo dengan

daya yang dihasilkan pembangkit pada heat

balance

4. Jika nilai error yang dihasilkan pada proses

validasi kurang dari 5%, selanjutnya dapat

dilakukan variasi pada kondisi ambient

temperature 21,10C dan relative humidity

78,27%

5. Melakukan langkah yang sama pada point 4

untuk pemodelan pada variasi ambient

temperature dan relative humidity masing

masing 27,720C; 74% dan 340C dan 69%.

6. Melakukan langkah yang sama pada point 1-5

pada kondisi pembebanan 75%, dan 100%.

3.3 Pengolahan Data

Dalam penelitian ini dibutuhkan beberapa data masukan

untuk simulasi software Cycle Tempo serta data acuan untuk

tahap validasi. Tahapan pengolahan data dalam penelitian ini

adalah sebagai berikut.

34

1. Data desain diperoleh dari heat balance PLTGU

PLN Sektor Keramasan. dari data ini dapat

diperoleh nilai laju alir massa, entalpi, tekanan dan

suhu di setiap titik kondisi.

2. Data heat balance pada variasi pembebanan

sebesar 50%, 75%, dan 100% dari total kapasitas

pembangkit.

3. Data ambient temperature dan relative humidity

Kota Palembang berdasarkan laporan Badan

Meteorologi dan Geofisika (BMKG) tahun 2015.

4. Data spesifikasi setiap komponen berdasarkan

design manual pembangkit.

3.4 Analisis Termodinamika PLTGU

Dalam proses perhitungan gross heat rate pada PLTGU

PLN Sektor Keramasan dibutuhkan pendekatan

termodinamika dilakukan untuk memudahkan perhitungan

performa pembangkit ini. Dalam siklus gabungan (combined

cycle) dengan menggunakan Hukum 1 Termodinamika

(asumsi sistem dalam keadaan tunak, tidak ada perubahan

energi kinetik dan energi potensial), akan didapatkan

hubungan seperti dibawah ini:

..................................(3.1)

dengan :

ṁ fuel = mass flow rate bahan bakar (kg/h)

LHV = nilai kalor bawah bahan bakar (kj/kg)

Ẇgross = daya yang dihasilkan pembangkit sebelum

dikurangi pemakaian sendiri (kW)

35

BAB IV

ANALISIS DAN PEMBAHASAN

4.1 Data yang Dibutuhkan dalam Simulasi

Dalam pemodelan dan simulasi PLTGU PLN Sektor

Keramasan dengan menggunakan Softawe Cycle Tempo,

diperlukan data - data yang akan dijadikan acuan dalam proses

pemodelan simulasi. Data – data yang diperlukan meliputi nilai

temperatur, tekanan, mass flow, serta data spesifikasi dari

beberapa komponen penyusun pembangkit. Data tersebut

didapatkan dari heat balance serta data operasi.

4.1.1 Data Temperatur di dalam HRSG

Dalam menyusun pemodelan PLTGU PLN Sektor

Keramasan di Software Cycle Tempo, diperlukan nilai dari mass

flow, temperatur, maupun tekanan dari setiap komponen yang

akan menyusun keseluruhan sistem pembangkit. Pada heat

balance pembebanan 50%, 75%, maupun 100% tidak terdapat

nilai temperatur pada fluida fluida kerja yang melewati setiap

komponen di dalam HRSG, oleh karena itu dilakukan perhitungan

manual untuk melengkapi data untuk pemodelan komponen-

kompoenen di HRSG. Perhitungan dilakukan pada setiap

komponen heat exchanger di dalam HRSG berdasarkan

kesetimbangan massa dan energi. Contoh hasil perhitungan

distribusi temperatur di HRSG pada kondisi pembebanan 50%

adalah sebagai berikut :


ṁg.Cp.(T1 –T2) = ṁv.Cp.(Ta–Tb)

dengan :



Tb = temperatur fluida masuk superheater (0C)

36

Ta = temperatur fluida keluar superheater (0C)




maka,

(271200).(1,14).(481-T2) = (28400).(2,3).(457,9-358,41)

T2 = 459,980C


ṁg.Cp.(T2-T3) = ṁv.Cp.(Tc –Td)

dengan :



Td = temperatur fluida masuk superheater (0C)

Tc = temperatur fluida keluar superheater (0C)




maka,

(271200).(1,14).(459-T3) = (28400).(2,48).(436,9-340,865)

T3 = 416,2110C

37

Kesetimbangan energi pada HP evaporator dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T3-T4) = ṁg.hfg

dengan :


hfg = Entalpi (kj/kg)




maka,

(271200).(1,09).(254,819-T4) = (28400).(1741,53)

T4 = 254,819


ṁg.Cp.(T4-T5) = ṁv.Cp.(Tg–Th)

dengan :



Th = temperatur fluida masuk economizer (0C)

Tg = temperatur fluida keluar economizer / masuk

evaporator (0C)



38


evaporator (0C)

maka,

(271200).(1,14).(481-T5) = (28400).(2,3).(240,6-199,41)

T5 = 231,729 0C

Kesetimbangan energi pada LP superheater dapat dituliskan:

ṁg.Cp.(T5 –T6) = ṁv.Cp.(Ti–Tj)

dengan :



Tj = temperatur fluida masuk superheater (0C)

Ti = temperatur fluida keluar superheater (0C)




maka,

(271200).(1,08).(231,729-T2) = (7200).(2,13).(199,8,9-137,44)

T6 = 459,98 0C


39

ṁg.Cp.(T6-T7) = ṁv.Cp.(Tk–Tl)

dengan :



Tl = temperatur fluida masuk economizer (0C)

Tk = temperatur fluida keluar economizer / masuk

evaporator (0C)




evaporator (0C)

maka,

(271200).(1,08).(228,303-T7) = (28400).(4,27).(199,8-137,4)

T7= 202,471 0C

Kesetimbangan energi pada LP evaporator dapat dituliskan:

ṁg.hfg = ṁv.Cp.(Tm-Tn)

dengan :


hfg = entalpi evaporator (kj/kg)



40


maka,

(271200).(1,08).(202,471-T8) = (7200).(2160,6)

T8 = 149,3590C

Kesetimbangan energi pada condensate pre heater dapat

dituliskan:

ṁg.Cp.(T8 –T9) = ṁv.Cp.(To–Tp)

dengan :



Tp = temperatur fluida masuk superheater (0C)

To = temperatur fluida keluar superheater (0C)




maka,

(271200).(1,05).(149,359-T9) = (46145).(4,211).(131,7,9-60,1)

T9 = 100,5 0C

41

4.1.2 Data Heat Balance

Data desain heat balance yang digunakan pada

pemodelan adalah data pada kondisi pembebanan 50%, 75%, dan

100%. Data desain tersebut memiliki kondisi lingkungan dengan

nilai temperatur sebesar 270C dan nilai relative humidity sebesar

85%. Hasil pemodelan dari setiap kondisi pembebanan akan

divalidasi dan dijadikan acuan untuk setiap analisis variasi

kondisi lingkungan (ambient) di sekitar pembangkit.

Tabel 4.1 Data Input Heat Balance 50%

42

Tabel 4.2 Data Input Heat Balance 75%

44

4.1.3 Data Ambient Temperature dan Relative Humidity

Dalam menganalisis pengaruh kondisi lingkungan

terhadap performa PLTGU PLN Sektor Keramasan, dilakukan

pemodelan dan simulasi berdasarkan kondisi cuaca di Kota

Palembang sepanjang tahun 2015. Berdasarkan laporan BMKG

(Badan Meteorologi dan Geofisika) pada tahun 2015, data yang

digunakan adalah informasi mengenai suhu terendah, suhu rata –

rata serta serta suhu tertinggi yang terjadi di sepanjang tahun

2015 di Kota Palembang. Adapun data terdapat dalam tabel 4.4

45

Tabel 4.4 Data Temperatur dan Relative Humidity

Ambient

Temperature

(0C)

Relative

Humidity (%)

Tanggal

Terendah 21,1 78,27 9 Februari

2015

Rata – rata 27,72 74 5 Oktober

2015

Tertinggi 34 69 11 September

2015

4.2 Proses Pemodelan dan Input Data

Pemodelan dan simulasi PLTGU dilakukan secara

bertahap. Dengan kombinasi 1 turbin gas, 1 HRSG, dan 1 PLTU,

maka pemodelan sistem PLTGU PLN Sektor Keramasan dibagi

menjadi tiga bagian utama yaitu PLTG, HRSG, dan PLTU.

4.2.1 Pemodelan Turbin Gas

Pemodelan sistem turbin gas disusun berdasarkan seperti

gambar 4.1, Setelah dilakukan pemodelan dilakukan input data

berdasarkan heat balance pada pembebanan 50%, 75%, dan

100% pada setiap komponen penyusun siklus turbin gas. Dalam

software cycle tempo, pemodelan turbin gas dapat dimodelkan

secara terpisah dan dilakukan proses running terlebih dahulu

sebelum digabungkan dengan sistem HRSG dan sistem turbin

uap.

46

Gambar 4.1 Pemodelan Turbin Gas pada Cycle Tempo

Gambar 4.2 Pemodelan HRSG pada Cycle Tempo

47

4.2.2 Pemodelan Heat Recovery Steam Generator (HRSG)

Pemodelan sistem Heat Recovery Steam Generator

(HRSG) disusun berdasarkan seperti gambar 4.2. Setelah

dilakukan pemodelan dilakukan input data berdasarkan heat

balance pada pembebanan 50%, 75%, dan 100% dalam setiap

komponen penyusun HRSG.

4.2.3 Pemodelan Steam Turbine pada Cycle Tempo

Gambar 4.3 Pemodelan Turbin Uap pada Cycle Tempo

Pemodelan sistem steam turbine disusun berdasarkan

seperti gambar 4.3. Setelah dilakukan pemodelan dilakukan input

data berdasarkan heat balance pada pembebanan 50%, 75%, dan

100% dalam setiap komponen penyusun steam turbine. Sistem-

sistem penyusun turbin gas, HRSG, dan steam turbine

dihubungkan dan membentuk sebuah sistem PLTGU. Adapun

bentuk pemodelan dari sistem PLTGU PLN Sektor Keramasan

ditunjukkan seperti gambar 4.4

48

Gambar 4.4 Pemodelan PLTGU pada Cycle Tempo

49

4.3 Proses Simulasi dan Validasi

4.3.1 Proses Simulasi

Proses simulasi dilakukan pada setiap kondisi

pembebanan 50%, 75%, dan 100 %, berdasarkan data heat

balance yang diinput kedalam setiap komponen dalam Software

Cycle Tempo. Proses simulasi berhasil apabila tidak terdapat

error maupun warning sesuai dengan yang ditunjukkan pada

gambar 4.5 di bawah ini.

Gambar 4.5 Tampilan Simulasi Konvergen pada Cycle Tempo

4.3.2 Proses Validasi

Hasil simulasi pada kondisi pembebanan 50%, 75%, dan

100% akan divalidasi dengan desain heat balance pada setiap

kondisi pembebanan. Validasi dilakukan dengan membandingkan

daya yang dihasilkan PLTGU berdasarkan software cycle tempo

dengan daya yang tertera pada heat balance

50

Tabel 4.5 Tabel Perbandingan Daya Heat Balance dan Hasil

Simulasi HEAT BALANCE (KW) SOFTWARE CYCLE TEMPO

(KW)

PLTG PLTU TOTAL PLTG PLTU TOTAL

50% 13960 7800 21760 13930,54 7571,25 21501,79

75% 20940 11300 32240 20967,29 11207,3 32174,61

100% 27920 13300 41220 27920,7 13082,87 41002,94

4.3.2.1 Proses Validasi Simulasi

Berdasarkan data pada tabel 4.5 dapat diketahui error

(ketidaksesuaian) hasil pemodelan dari simulasi Software Cycle

Tempo dengan data desain heat balance pada setiap kondisi

pembebanan yaitu :

- Error pada pembebanan 100%

Error = x 100%

Error = x 100%

Error = 0, 526 %

51


Error = x 100%

Error = x 100%

Error = 0, 202 %


Error = x 100%

Error = x 100%

Error = 1,18 %

Berdasarkan hasil perhitungan error pada setiap kondisi

pembebanan, didapatkan nilai error yang berada dibawah 5%,

maka proses pemodelan simulasi pada setiap kondisi pembebanan

dapat diasumsikan valid.

4.3 Proses Simulasi dengan Variasi Ambient Temperature

Analisis terhadap pengaruh ambient temperature terhadap

performa pembangkit dilakukan dengan data temperatur 21,10C;

27,720C; dan 340C. Berdasarkan pemodelan desain awal dan

analisa perubahan densitas udara pada setiap perubahan ambient

temperature, maka ditetapkan data – data parameter input baru

yang akan dimasukan ke dalam pemodelan simulasi pada setiap

kondisi pembebanan. Berdasarkan analisis yang telah

dilaksanakan data input parameter terbaru untuk komponen

tercantum dalam tabel 4.6

52

Tabel 4.6 Tabel Mass Flow Udara dan Flue Gas berdasarkan

Temperatur

Nilai-nilai input baru berdasarkan tabel 4.6 dimasukkan kedalam

setiap kompoenen komponen yang menjadi source. Komponen

komponen source terhubung dengan dengan komponen-

komponen yang lain seperti kompresor, combustor serta cooling

tower (heat exchanger). Dalam software cycle tempo proses input

pada variasi ambient temperature ditunjukkan seperti pada

gambar di bawah.

Gambar 4.6 Input Data Relative Humidity pada Cycle Tempo

53

Gambar 4.7 Input Data Mass Flow dan Temperatur pada Cycle

Tempo

Perubahan temperatur udara yang masuk ke dalam

kompresor mempengaruhi proses pembakaran serta temperatur

flue gas yang dihasilkan turbin gas. Dengan tetap

mempertahankan nilai temperatur dari air/steam, perubahan nilai

temperatur flue gas dianalisis lebih lanjut untuk mengetahui

distribusi temperatur dalam setiap komponen HRSG, untuk

selanjutnya menjadi nilai input baru yang digunakan dalam

simulasi pada setiap variasi ambient temperature pada setiap

kondisi pembebanan. Hasil data perhitungan dan analisis

distribusi temperatur dalam komponen pada stiap kondisi

pembebanan HRSG terlampir dalam tabel A2. Berdasarkan tabel

A2, didapatkan nilai input baru dalam proses simulasi variasi

ambient temperature pada setiap kondisi pembebanan. Dalam

software cycle tempo, nilai-nilai pada tabel A2 diinput dalam

setiap komponen heat exchanger penyusun HRSG seperti

ditunjukkan gambar 4.8

54

Gambar 4.8 Input Data Temperatur pada Heat Exchanger

4.5 Analisis Karakateristik Udara Sebelum Masuk

Kompresor

Gambar 4.9 Psychrometric Chart

55

Dalam menganalisis karakteristik udara yang masuk

kompresor, digunakan diagram psikometrik untuk mengetahui

kondisi udara berdasarkan perubahan nilai temperatur dan relative

humidity. Dalam penelitian kali ini, ditetapkan nilai variasi

kondisi temperatur dengan masing-masing tingkat kelembapan

yakni 21,10C, RH 78,27%; 27,720C, RH74%; 340C, RH 69%.

Seperti yang ditunjukkan pada gambar diagram psikometri di atas

hubungan antara temperatur dan relative humidity dapat

menunjukan karakteristik dari kondisi udara. Dari gambar di atas

dapat diketahui bahwa pada nilai temperatur terendah, udara

memiliki karakteristik dengan nilai absolute humidity dan volume

spesifik yang paling rendah. Dalam proses termodinamika yang

terjadi dalam siklus brayton, kedua hal diatas dapat dianalisis

lebih lanjut.

Volume spesifik (m3/kg), memiliki hubungan dengan

densitas udara (kg/m3). Berdasarkan persamaan 4.1, dapat

diketahui bahwa nilai dari densitas akan semakin meningkat

seiring dengan menurunnya volume spesifik udara.

................................................................ 4.1

Dari gambar diatas dapat diketahui nilai dari volume spesifik

udara akan semakin menurun seiring dengan menurunnya nilai

temperatur. Sehingga dapat disimpulkan pada kondisi temperatur

terendah maka nilai densitas udara akan memiliki nilai tertinggi.

Berdasarkan persamaan 4.2, meningkatnya nilai densitas akan

mengakibatkan mass flow rate yang masuk ke dalam turbin akan

semakin besar.

............................................................. 4.2

Berdasarkan gambar di atas juga dapat diketahui bahwa

semakin rendah temperatur, maka nilai humidity ratio akan

semakin rendah. Humidity ratio merupakan perbandingan rasio

massa dari uap air dengan massa dari udara kering. Dengan kata

lain semakin rendah nilai temperatur, maka kandungan massa air

di dalam massa udara semakin rendah. Kandungan massa air di

56

dalam udara yang lebih rendah akan mengakibatkan proses

pembakaran yang melibatkan udara menjadi lebih baik.

Perubahan densitas dan humidity ratio menjadi faktor-

faktor penting dalam proses termodinamika yang berlangsung di

dalam siklus brayton. Semakin rendah temperatur udara yang

masuk ke dalam kompresor menyebabkan mass flow rate udara

semakin lebih besar serta proses pembakaran yang lebih baik.

Berdasarkan perhitungan 4.1 dan gambar grafik di atas dapat

diketahui karakteristik dari 3 kondisi temperatur yang dirangkum

dalam tabel 4....

Tabel 4.7 Karakteristik Udara Masuk ke Kompresor

T (0C) RH (%) Humidity

Ratio (m3/kg) (kg/m3)

21,1 78,27 0,014 0,85 1,17

27,72 74 0,018 0,875 1,14

34 69 0,024 0,91 1,09

4.6 Analisis Proses Termodinamika pada Siklus Brayton

Dalam penelitian kali ini, analisis yang lebih mendalam

digunakan untuk mengetahui proses termodinamika yang terjadi

pada siklus brayton berdasarkan pengaruh perubahan nilai

temperatur udara yang masuk ke kompresor. Hasil dari analisis

secara termodinamika untuk selanjutnya dibandingkan dengan

hasil dari simulasi menggunakan software cycle tempo.

4.6.1 Analisis Termodinamika pada Kompresor

Analisis awal dilakukan pada komponen kompresor.

Contoh analisis yang digunakan pada adalah saat kondisi

temperatur udara ambient sebesar 21,1 0C. Analisis ini bertujuan

57

untuk menyesuaikan data hasil simulasi pada pemodelan software

cycle tempo dengan data hasil analisis secara termodinamika

T2 = T1 ( )(k-1)/k ................................................. 4.3

dengan :

T2 = Temperatur udara keluar kompresor (K)

T1 = Temperatur udara masuk kompresor (K)

P2 = Tekanan udara masuk kompresor (bar)


k = Rasio kalor spesifik, k = cp/cv

Dengan menggunakan analisis standard udara ideal, maka dengan

menggunakan persamaan 4.3 didapatkan nilai dari temperatur

keluar dari kompresor adalah

T2 = 294,1 (8)(1,38-1)/1,38

T2 = 550,811 K

T2 = 277,8110 C

Data hasil perhitungan termodinamika dibandingan dengan data

hasil pemodelan pada software cycle tempo. Berdasarkan hasil

pemodelan didapatkan T2 sebesar 322,780C. Terdapat selisih hasil

antara data simulasi dan data perhitungan manual, ketidaksesuain

data ini dikarenakan pada pemodelan dalam software cycle tempo

ditetapkan nilai efisiensi isentropik kompresor sebesar 85%,

sedangkan pada proses perhitungan manual proses kompresi

diasumsikan berlangsung secara ideal dengan nilai efisiensi

isentropik 100%.

4.6.2 Analisis Termodinamika pada Combustor

Analisis termodinamika pada komponen combustor

meliputi analisis efisiensi pembakaran yang meliputi proses

pencampuran udara yang telah terkompresi dari kompresor

dengan fuel yang masuk kedalam combustor. Analisis efisiensi

pembakaran dilakukan berdasarkan data hasil simulasi software

cycle tempo pada kondisi ambient temperatre 21,10C dan 340C.

Pada analisis termodinamikan, dengan mengasumsikan udara

58

sebagai gas ideal, maka efisiensi pembakaran pada combustor

didapatkan berdasarkan persamaan 4.4

Eff = .................................................. 4.4

dengan :

Eff = Efisiensi pembakaran pada combustor

= Mass flow (kg/s)

h3 = Enthalpy udara sebelum masuk combustor (kj/kg)

h4 = Enthalpy gas keluar combustor (kj/kg)

LHV = Low Heating Value = 43670 kj/kg

Pada temperatur ambient 21,10C dan RH 78,28% didapatkan

efisiensi pembakaran sebesar :

Eff =

Eff = 0,941 (94,1%)

Pada temperatur ambient 340C dan RH 69% didapatkan efisiensi

pembakaran sebesar :

Eff =

Eff = 0,849 (84,9%)

Berdasarkan analisis diatas maka dapat disimpulkan efisiensi

combustor berlangsung lebih baik pada kondisi ambient

temperatur 21,10C dan RH 78,28%.

59

4.6.7 Analisis Termodinamika pada Turbin

Analisis termodinamika selanjutnya dilakukan pada

komponen turbin gas. Analisis ini bertujuan untuk menyesuaikan

data hasil simulasi pada pemodelan software cycle tempo dengan

data hasil analisis secara termodinamika. Contoh analisis yang

digunakan pada adalah saat kondisi temperatur udara ambient

sebesar 21,1 0C.

T4 = T3 ( )(k-1)/k ................................................. 4.5

dengan :

T4 = Temperatur udara keluar turbin (K)

T1 = Temperatur udara masuk turbin (K)



k = Rasio kalor spesifik, k = cp/cv

Dengan menggunakan analisis standard udara ideal, maka dengan

menggunakan persamaan 4.3 didapatkan nilai dari temperatur

keluar dari kompresor adalah

T2 = 1186,3 (1/8)(1,38-1)/1,38

T2 = 669,140 K

T2 = 396,1400 C

Data hasil perhitungan termodinamika dibandingan dengan data

hasil pemodelan pada software cycle tempo. Berdasarkan hasil

pemodelan di software cycle tempo, didapatkan nilai T4 sebesar

490,400C. Terdapat selisih hasil antara data simulasi dan data

perhitungan manual, ketidaksesuain data ini dikarenakan pada

pemodelan dalam software cycle tempo ditetapkan nilai efisiensi

isentropik turbin sebesar 89,9%, sedangkan pada proses

perhitungan manual proses ekspansi pada turbin diasumsikan

berlangsung secara ideal dengan nilai efisiensi isentropik 100%.

Sehingga terdapat selisih hasil antara data pemodelan software

cycle tempo dan data hasil analisis perhitungan manual.

60

4.4 Analisis Daya vs Temperatur pada Pembebanan 50%

Gambar 4.10 Grafik Perbandingan Daya Vs Temperatur pada

Pembebanan 50%

Gambar 4.10 merupakan diagram perbandingan daya

total yang dihasilkan PLTGU melalui simulasi di software cycle

tempo, dengan memvariasikan nilai temperatur serta kelembapan

dari kondisi lingkungan di sekitar pembangkit. Diagram di atas

terbagi menjadi dua trenline yaitu daya yang dihasilkan oleh

PLTG serta daya yang dihasilkan oleh PLTU. Berdasarkan

trenline diagram di atas dapat diketahui bahwa pada pembebanan

50%, daya yang dihasilkan PLTGU semakin rendah seiring

dengan meningkatnya nilai ambient temperature. Pada kondisi

ambient temperature sebesar 21,10C dan relative humidity

78,27% daya yang dihasilkan oleh PLTG adalah 14057,25 KW

dan daya yang dihasilkan PLTU sebesar 6429,48 KW. Pada

kondisi ambient temperature 27,72 dan relative humidity 74%,

daya yang dihasilkan oleh PLTG adalah sebesar 13888,94 KW

dan daya yang dihasilkan PLTU adalah sebesar 6499,67 KW.

Pada kondisi ambient temperature 340C dan relative humidity

61

69%, daya yang dihasilkan oleh PLTG adalah sebesar 12831,83

KW dan daya yang dihasilkan PLTU adalah sebesar 6512,56 KW.

Berdasarkan simulasi di software cycle tempo, dapat

diketahui bahwa semakin tinggi nilai ambient temperatue, maka

daya yang dihasilkan oleh PLTG semakin rendah. Hal ini

disebabkan karena semakin tinggi nilai ambient temperture, maka

nilai densitas udara semakin rendah, hal ini menyebabkan mass

flow udara yang masuk kompresor akan menurun sehingga

menyebabkan daya yang dihasilkan PLTG semakin rendah.

Berdasarkan analisis karakteristik udara sebelum masuk

kompresor juga diketahui bahwa efisiensi dari combustor akan

lebih baik pada kondisi nilai ambient temperature yang lebih

rendah. Pada PLTU, daya yang dihasilkan semakin meningkat

seiring dengan peningkatan suhu temperatur ambient. Hal ini

disebabkan karena semakin meningatnya produksi steam yang

masuk ke turbin uap, sehingga daya yang dibangkitkan dari

PLTU semakin rendah. Peningkatan produksi steam disebabkan

meningkatnya kalor yang diserap HRSG untuk menghasilkan

steam. Pada kondisi dengan nilai ambient temperatur terendah

temperatur flue gas yang masuk ke HRSG adalah 490,40C dan

mengalami peningkatan hingga nilai ambient temperature

tertinggi sebesar 538,460C. Apabila ditinjau secara keseluruhan,

kontribusi daya yang dihasilkan sistem PLTG jauh lebih besar

dibandingan dengan daya yang dihasilkan turbin uap, sehingga

pada kondisi pembebanan pembangkit 50%, semakin tinggi nilai

ambient temperature maka daya yang dihasilkan oleh sistem

PLTGU akan semakin rendah. Hal ini sesuai dengan hasil

penelitian terdahulu yang dilakukan oleh Arvind Kumar Tiwari

dkk. [8] yang menyimpulkan bahwa daya yang dihasilkan oleh

siklus pembangkit listrik tenaga gas uap akan menurun seiring

62

dengan peningkatan temperatur udara yang masuk ke dalam

kompresor.



Pembebanan 75%













63



dan daya yang dihasilkan PLTU adalah sebesar 9493,9 KW. Pada

kondisi ambient temperature 340C dan relative humidity 69%,


dan daya yang dihasilkan PLTU adalah sebesar 9511.22 KW.

















steam. Pada kondisi dengan nilai ambient temperature terendah









64





kompresor.



Pembebanan 100%









65







dan daya yang dihasilkan PLTU adalah sebesar 10698,31 KW.

Pada kondisi ambient temperature 340C dan relative humidity

69%, daya yang dihasilkan oleh PLTG adalah sebesar 26556,39

KW dan daya yang dihasilkan PLTU adalah sebesar 10709,88

KW.

















steam. Pada kondisi dengan nilai ambient temperature terendah




66










kompresor.

4.7 Analisis Efisiensi Pembangkit vs Temperatur

Gambar 4.13 Grafik Perbandingan Efisiensi vs Temperatur

Gambar 4.13 merupakan grafik perbandingan efisiensi

PLTGU berdasarkan variasi ambient temperature. Grafik tersebut

menunjukkan tiga trenline yaitu dalam kondisi pembebanan 50%,

67

75%, dan 100%. Berdasarkan grafik di atas dapat diketahui

bahwa besarnya efisiensi dari pembangkit akan semakin menurun

seiring dengan meningkatnya ambient temperature. Grafik di atas

menunujukkan bahwa pada pembebanan 100%, sistem

pembangkit memiliki nilai efisiensi tertinggi dari setiap variasi

ambient temperature, sedangkan kondisi pembebanan 50%

memiliki nilai efisiensi terendah dari setiap variasi ambient

temperature.

Berdasarkan grafik di atas dapat diketahui bahwa

performa terbaik dari sistem pembangkit terjadi pada kondisi

pembebanan 100% dengan nilai ambient temperature 21,10C yang

memiliki nilai efisiensi sebesar 43,67% diikuti dengan variasi

ambient temperature 27,720C dan 340C dengan nilai masing-

masing efisiensi sebesar 43,45% dan 42,89%. Pada pembebanan

75% performa terbaik dari pembangkit terjadi pada nilai ambient

temperature terendah dengan nilai efisiensi sebesar 42,44% dan

selanjutnya kondisi temperatur rata - rata serta temperatur

tertinggi dengan masing masing nilai efisiensi sebesar 42,31%

dan 42,15%. Pada kondisi pembebanan 50% dengan nilai ambient

temperature 21,10C pembangkit memiliki nilai efisiensi terbaik

sebesar 37,79% dan diikuti dengan variasi ambient temperature

27,720C efisiensi sebesar 37,34% dan pada kondisi ambient

temperature tertinggi dengan efisiensi pembangkit sebesar

37,01%. Hal ini sesuai dengan hasil penelitian terdahulu yang

dilakukan oleh Arvind Kumar Tiwari dkk. [8] yang

menyimpulkan bahwa efisiensi yang dihasilkan oleh siklus

pembangkit listrik tenaga gas uap akan menurun seiring dengan

peningkatan temperatur udara yang masuk ke dalam kompresor,

serta penelitian dari Rifqy yang menjabarkan bahwa efisiensi dari

PLTGU akan semakin meningkat seiring dengan peningkatan

kondisi pembebanan [4]

68

4.8 Analisis Heat Rate Pembangkit vs Temperature

Gambar 4.14 Grafik Perbandingan Heat Rate vs Temperature

Gambar 4.14 merupakan grafik perbandingan heat rate

PLTGU berdasarkan variasi ambient temperature. Grafik tersebut

menunjukkan tiga trenline yaitu dalam kondisi pembebanan 50%,

75%, dan 100%. Berdasarkan grafik di atas dapat diketahui

bahwa besarnya heat rate dari pembangkit akan semakin

meningkat seiring dengan meningkatnya ambient temperature.

Grafik di atas juga menunujukkan bahwa pada pembebanan 50%,

sistem pembangkit memiliki nilai heat rate yang paling tinggi

dari setiap variasi ambient temperature, sedangkan kondisi

pembebanan 100% memiliki nilai heat rate yang paling rendah

dari setiap variasi ambient temperature.

Berdasarkan grafik di atas dapat diketahui bahwa

performa terbaik dari sistem pembangkit terjadi pada kondisi

pembebanan 100% dengan kondisi ambient temperature terendah

yang memiliki nilai heat rate sebesar 8241,97 Kj/Kw-h, diikuti

dengan kondisi temperatur rata-rata dan tertinggi dengan nilai

69

masing-masing heat rate sebesar 8284,82 Kj/Kw-h dan 8500,63

Kj/Kw-h. Pada pembebanan 75% performa terbaik dari

pembangkit terjadi pada kondisi ambient temperature terendah

dengan heat rate sebesar 8482,57 Kj/Kw-h dan ambient

temperature rata-rata dan tertinggi dengan masing masing nilai

heat rate sebesar 8564,90 Kj/Kw-h dan 8599,78 Kj/Kw-h. Pada

pembebanan 50% performa terbaik dari pembangkit terjadi pada

kondisi temperatur terendah dengan nilai heat rate sebesar

9441,29 Kj/Kw-h dan selanjutnya kondisi ambient temperature

rata-rata dan tertinggi dengan nilai heat rate sebesar 9525,07

Kj/Kw-h dan 9830,27Kj/Kw-h

Dari grafik di atas, didapatkan bahwa peningkatan

pembebanan berpengaruh terhadap heat rate pembangkit. Hal

tersebut dikarenakan nilai heat rate dipengaruhi oleh laju aliran

massa bahan bakar, LHV bahan bakar, serta daya yang dihasilkan

dari pembangkit. Pada proses peningkatan kondisi pembebanan,

akan dilakukan peningkatan nilai mass flow dari bahan bakar

dengan nilai LHV yang tetap sama. Hasil analisis di atas sesuai

dengan penelitian terdahulu yang menjabarkan bahwa

peningkatan kondisi pembebanan akan berbanding lurus dengan

nilai heat rate yang juga akan semakin meningkat. Daya yang

dihasilkan oleh siklus pembangkit listrik tenaga gas akan

menurun seiring dengan peningkatan temperatur udara yang

masuk ke dalam kompresor [9], serta performa dari PLTGU akan

semakin meningkat seiring dengan peningkatan kondisi

pembebanan [4]

70

( halaman ini sengaja dikosongkan )

TABEL A

TABEL A2

71

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Berdasarkan pemodelan menggunakan software cycle tempo

dan analisis yang disampaikan pada pembahasan, maka dapat

disimpulkan :

1. Performa pembangkit mengalami peningkatan seiring

dengan peningkatan pembebanan dari kondisi 50%, 75%,

dan 100%.

2. Performa pembangkit mengalami penurunan seiring

dengan peningkatan nilai ambient temperature dari

21,10C; 27,720C dan 340C

3. Pada kondisi pembebanan 50%, performa terbaik

didapatkan dengan nilai efisiensi sebesar 37,79% dan

nilai heat rate 9376,30 kj/kwh. Performa terendah

pembangkit didapatkan dengan nilai efisiensi 37,01% dan

nilai heat rate 9671,74 kj/kwh. Terdapat penurunan nilai

efisiensi pembangkit sebesar 0,06% pada setiap kenaikan

10C ambient temperature.






efisiensi pembangkit sebesar 0,022% pada setiap

kenaikan 10C ambient temperature.






efisiensi sebesar 0,06% pada setiap kenaikan 10C ambient

temperature.

72

5.2 Saran

Berdasarkan pemodelan menggunakan software cycle tempo

dan analisis yang disampaikan, terdapat beberapa saran yang

dapat digunakan sebagai referensi untuk peneliatian ke depan:

1. Diperlukan data input temperatur yang lebih lengkap

pada fluida kerja di dalam setiap komponen HRSG agar

simulasi ke depan lebih mendekati kondisi aktual.

2. Perlu dilakukan penelitian lebih lanjut tentang proses

menganalisis PLTGU dengan software Cycle Tempo,

dikarenakan pengetahuan dan informasi mengenai

software yang masih minim.

73

DAFTAR PUSTAKA

[1] Moran, Michael J. Shapiro, Howard N. 2005.

Fundamentals of Engineering Thermodynamics.

Chichester : John Wiley & Sons Ltd.

[2] Incropera, Frank P. Dewitt, David P. Bergman, Theodore

L. Lavine, Adrienne S. 2007. Fundamentals of Heat and

Mass Transfer. Hoboken : John Wiley & Sons (Asia) Pte

Ltd.

[3] Kiameh, Philip. 2002. Power Generation Handbook:

Selection, Applications, Operation, and Maintenance.

New York : McGraw-Hill Professional.

[4] Zulianda, M. Rifky. 2016. Simulasi Combined Cycle

Power Plant 500 MW dengan Mode Konfigurasi

Operasi 2-2-1 sebagai Peak Load dan Base Load dengan

Menggunakan Software Gatecycle. Surabaya : Institut

Teknologi Sepuluh Nopember.

[5] Satiti, Sekar. 2016. Analisis Peforma PLTU versus Variasi

Beban pada Turbin Uap menggunakan Software Cycle

Tempo. Surabaya : Institut Teknologi Sepuluh Nopember.

[6] Iskandar, Ade. 2016. Analisis Termodinamika PLTGU

Sektor Pembangkitan Cilegon dengan Memvariasikan

tekanan operasi pada Kondensor Peforma menggunakan

Software Cycle Tempo. Surabaya : Institut Teknologi

Sepuluh Nopember

[7] Woudstra, N., Th. Woudstra, dan T.P. van der Stelt. 2002.

Manual Book of Cycle-Tempo. Delft: TU Delft.

http://simta.me.its.ac.id/final_project/detail/326




[8] Tiwari Arvind Kumar, Hassan Muzzaffarul M dan Islam

Mohd. Effect Ambient Temperature on the Performance

of a Combined Cycle Power Plant. Transactions of the

Canadian Society for Mechanical Engineering, Vol 37, No

4, 2013

BIODATA PENULIS

Rony Oki Girsang, dilahirkan di

Palembang pada tanggal 9 Mei 1993.

Penulis adalah putra pertama dari

empat bersaudara dari pasangan

Bapak Jonni Girsang dan Ibu

Hasnariati Damanik. Pendidikan

dasar ditempuh di SD Baptis

Palembang dan lulus pada tahun

2005. Pendidikan menengah pertama

ditempuh di SMP Xaverius 1 Palembang, lulus pada tahun 2008.

Pendidikan menengah atas ditempuh di SMA Xaverius 1

Palembang, lulus pada tahun 2011. Selama menempuh kuliah di

Teknik Mesin ITS, penulis aktif dalam Organisasi Mahasiswa

Mesin Music Club sebagai Kepala Divisi HRD dan aktif dalam

beberapa kegiatan kepanitiaan seperti Mechanical City dan

Indonesia Energy Marathon’s Challenge. Dalam bidang akademis

penulis pernah aktif sebagai Koordinator Praktikum Perpindahan

Panas dan Massa. Penulis juga pernah mengikuti beberapa

pelatihan diantaranya ISO 14001:2004, ISO 9001:2008, dan

OHSAS 18001;2007.

Untuk segala informasi dan saran yang ditujukan kepada

penulis dapat melalui e-mail [email protected].

mailto:[email protected]

analisis performa pltgu pln sektor keramasan …

Documents